煤電價格市場化加速可再生能源應建立更靈活、更廣泛的電力交易市場

2019-11-04 16:25:04 大云網　點擊量：評論 (0)

10月24日，國家發展改革委公布《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》（以下簡稱《指導意見》），明確從2020年1月1日起取消煤

10月24日，國家發展改革委公布《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》（以下簡稱《指導意見》），明確從2020年1月1日起取消煤電價格聯動機制，將現行燃煤發電標桿上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制。這標志著我國電價市場化改革邁出關鍵一步。

（來源：國發能源院、綠能智庫作者：李靖恒）

國發能研院、綠能智庫認為，目前煤電的市場化改革對煤電和可再生能源發電產業的長期發展都有積極的作用；未來光伏風電的定價應該跟隨目前電力市場化的改革，改變現有的固定電價補貼政策，更多地采取競價形式；同時，還應該建立更靈活、范圍更大的可再生能源電力交易市場。

煤電市場化改革之路

為了解決我國“市場煤”和計劃電之間的矛盾，2004年我國確立了了燃煤發電標桿上網電價和煤電聯動機制。該機制對規范發電電價的形成、提高電力企業的效率、推動煤電行業的發展發揮了重要的作用。

然而，隨著電力體制改革的推進，燃煤發電標桿上網電價和煤電聯動機制越來越難以適應形勢的變化。首先，煤電聯動機制本身存在著無法反應供需雙方關系的缺陷，因為該定價機制只考慮到了成本，而沒有充分考慮需求的變化。尤其是在近幾年經濟下行、電力需求疲軟的背景下，現有的定價機制無法對電力下行的壓力做出有效反應。另外，煤電價格本來是不同電源的定價基準，然而其本身的定價卻存在缺乏彈性等問題，這就會影響水電、核電、可再生能源發電等其他電源的定價。

近年來，我國電力市場化交易規模不斷擴大。2018年，全國市場化交易電量約2.17萬億千瓦時，比2017年增長30.7%。市場化交易電量占全社會用電總量從2016年的17.1%上升到了2018年的30.2%。同時，電力現貨市場也開始建立。發電、售電、用電等相關主體的市場化意識和交易意愿也不斷增強。

今年8月7日，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關于深化電力現貨市場建設試點工作的意見》，要求進一步發揮市場決定價格的作用，建立完善現貨交易機制，以靈活的市場價格信號，引導電力生產和消費。這標志著我國電力現貨市場試點進入“深水區”。

近日發布的《指導意見》規定，將現行標桿上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，基準價按各地現行燃煤發電標桿上網電價確定，浮動幅度范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%；現執行標桿上網電價的燃煤發電電量中，具備市場交易條件的，上網電價由市場化方式在“基準價+上下浮動”范圍內形成；暫不具備市場交易條件或沒有參與市場交易的工商業用戶用電對應的電量，仍按基準價執行。

國發能研院、綠能智庫認為，此次市場化改革能夠使未來電力價格更好地反應供求關系，從而提高電力資源的配置效率。預計在改革后，市場化交易電量將進一步大幅增加，改革對煤電行業上下游的長期發展都有著重要的影響。

煤電改革對可再生能源發電的影響

在煤電價格改革后的短期內，由于煤電價格有下降的可能性，相對可再生能源會更有競爭力。中國能源研究會可再生能源專業委員會主任委員李俊峰在表示，取消煤電標桿上網電價后，進一步下降的煤電價格將加大光伏實現平價上網的難度。國發能研院、綠能智庫認為，即使短期內煤電下降的可能性會影響新能源的競爭力，但電力交易的市場化對可再生能源發電的長期發展會起到積極的作用。

首先，更靈活的電力市場也更能夠幫助消納可再生能源。北京電力交易中心副主任謝開認為，電力現貨市場能夠兼容新能源波動性、隨機性等特點，有利于擴大新能源消納空間。國家電網公司于2017年8月正式啟動跨區域省份之間富余可再生能源電力現貨交易試點，已累計達成跨區現貨交易電量超過百億千瓦時。并且，煤電標桿電價政策轉為浮動式電價之后，如果配套相應的分布式市場化交易(隔墻售電)政策，將進一步推動分布式新能源的發展。

在競價模式下，發電的優先上網權由邊際成本決定。而盡管可再生能源的裝機成本較高，但邊際成本卻很低。因此，國發能研院、綠能智庫認為，競價模式能夠提高可再生能源未來的競爭力。另外，可再生能源發電由于其不穩定性，需要煤電機組的調峰。而更靈活的電力市場可以保證煤電機組的調峰得到合理的回報，從而進一步促進可再生能源發電的消納。中國工程院院士倪維斗認為，通過建設有實時價格信號引導的現貨市場，可以保證尖峰機組的成本回收，以滿足部分地區用電高峰期的電力需求。他還指出，隨著新能源裝機容量的迅速增長，可再生能源發電也進入了電力現貨市場。2017年，甘肅省200余家新能源發電場站全部接入現貨交易系統，當年實現了新能源現貨交易32.7億千瓦時。蒙西區域新能源企業70%以上也都進入了市場，2017年交易規模達到89億千瓦時。

可再生能源定價的未來

國發能研院、綠能智庫認為，我國未來光伏風電的定價應該跟隨目前電力市場化的改革，改變現有的固定電價補貼政策，更多地采取競價模式；同時，還應該建立更靈活、范圍更大的可再生能源電力交易市場。

2009年7月，國家發改委發布了《關于完善風力發電上網電價政策的通知》，對風力發電上網電價政策進行了改善。文章規定，全國按風能資源狀況和工程建設條件分為四類風能資源區，相應設定風電標桿上網電價。分區域核定電價的方法一直延續至今，但價格經歷了多次變動，補貼逐年減少。2013年，國家發改委也將全國分為三類太陽能資源區，分別制定光伏電站標桿上網電價。光伏電站標桿上網電價高于當地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫等環保電價）的部分，通過可再生能源發展基金予以補貼。

為了支持可再生能源的發展，根據2006年頒布的《可再生能源法》，我國采取了固定電價政策。風電和光伏發電電價與當地燃煤機組標桿電價的差異由補貼支持，而補貼資金來源于全國售電征收的可再生能源電價附加。在補貼的支持下，我國的太陽能和風能經歷了一段高速發展期。然而，高額補貼和固定電價政策的問題卻逐漸顯現出來。首先可再生能源補貼的資金缺口越來越大。2016年底資金缺口為600億元，2017年為1000億元，而2018年則擴大到了1400億元。巨額的補貼資金缺口說明目前的可再生能源補貼政策急需改革。高額的補貼也激發了地方的沖動性投資建設，為嚴重的棄風棄光問題埋下了隱患。而且，固定電價缺乏靈活性，往往每年會向下調整一次，這也使得光伏和風電的裝機出現周期性的搶裝潮。

國發能研院、綠能智庫梳理發現，補貼支持下的固定電價政策在很大程度上推動了我國可再生能源，尤其是光伏、風電的迅猛發展，但其本身存在著無法及時反應電力市場供求的缺陷。在電力市場化改革的背景之下，可再生能源的定價方式也有待改革。在固定電價的政策下，德國成為了風電強國，全球市場占有率僅次于英國，很多國家紛紛效仿德國，采取固定電價收購可再生能源。然而高額的補貼卻難以持續。因此，德國在2016年修改《可再生能源法》，規定從2017年開始改原有的固定價格政策變為市場化的上網電價競標政策。

北京大學王敏教授等人在對我國發電光伏補貼缺口和棄電問題的研究中提出，我國未來也應該擴大上網電價競標項目的范圍。風電和光伏發電企業的成本存在高度信息不對稱的問題，而競價項目能夠有效地揭示企業的成本，把資源配置到最有效率的企業；而對于沒有納入競標的風電和光伏項目，應提高上網電價的調整頻率，并將當地上一年的棄風棄光率作為調整價格的依據，因為高的棄電率其實反映了過高補貼帶來的資源浪費。

國發能研院、綠能智庫認為，為了給可再生能源提供合理的定價機制，我國還應該加快電力市場的改革，尤其是要進一步減少省際交易壁壘對電力輸送的阻礙。我國大量的風能太陽能資源集中在用電負荷較少的地區，這些地區的可再生能源發電目前高度依賴省際電網的外送。而新能源發電由于其不穩定性則需要更靈活、范圍更大的交易市場。

原標題:煤電價格市場化加速可再生能源應建立更靈活、更廣泛的交易市場